Примеры оценки работоспособности труб с вмятинами и гофрами приведены в приложении Г. 6.2.3 Оценка работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами. 6.2.3.1 Расчетно-экспериментальную оценку работоспособности и ресурса газопроводных конструкций при наличии в них трещин и/или трещиноподобных дефектов проводят в соответствии с Методикой о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром" [6]. 6.2.3.2 Для оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами по методике [6] последовательно выполняют: оценку НДС расчетного участка; аппроксимацию исходного трещиноподобного дефекта расчетным дефектом-аналогом; расчет предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций, соответствующих конкретному дефекту; расчет критических размеров дефектов при заданном (текущем) уровне НДС; оценку прочности конструкции при заданном уровне дефектности; прогнозную расчетно-экспериментальную оценку скорости развития дефектов; расчетную оценку остаточного ресурса трубопроводной конструкции. Пример оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами приведен в приложении Д. 6.3 Оценка вероятности пропуска дефектных участков6.3.1 Для снижения степени неопределенности при разработке итогового заключения об остаточном ресурсе газопровода можно оценить вероятность пропуска критических дефектов (дефектных участков), не попавших под выборочное обследование газопровода в шурфах. 6.3.2 Вероятностью пропуска дефектного участка считают вероятность того, что хотя бы один из участков, не подвергавшихся обследованию, содержит дефект, классифицируемый как недопустимый. Эта вероятность эквивалентна вероятности отказа хотя бы одного из необследованных участков (в отношении обследованных участков предполагают наличие достоверной информации об их работоспособности), т.е. отказу трассы в целом. 6.3.3 Пример вероятностной оценки пропуска дефектных участков газопровода приведен в приложении Е. 6.4 Определение времени до проведения повторной экспертизы промышленной безопасности для продления срока эксплуатации газопроводов по критерию вероятности отказов6.4.1 Время проведения повторной экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатации рассчитывают исходя из значений локальной интенсивности аварий l для заданной величины вероятности безотказной работы участка газопровода за этот период времени. 6.4.2 Значения локальной интенсивности аварий определяют на основании статистических данных об инцидентах и отказах на газопроводах и по результатам экспертных оценок конструктивно-технологических особенностей, условий строительства, эксплуатации и текущего технического состояния участков газопровода. 6.4.3 Оценку локальной интенсивности аварий lл на участках газопровода проводят в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084. 6.4.4 Интенсивность аварий измеряют количеством аварий на участке газопровода длиной 1000 километров за один год его эксплуатации 1) _____________________ 1) По статистическим данным, в среднем на российских магистральных газопроводах интенсивность аварий составляет 0,2 аварии в год на 1000 км. 6.4.5 Интенсивность аварий обследуемого локального участка газопровода \ вычисляют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084 по формуле (4) где lрег - среднестатистическая интенсивность аварий для региона прокладки газопровода; KD - коэффициент, учитывающий зависимость интенсивности аварий от диаметра газопровода; Вср = 3,65 - балльная оценка для среднестатистического участка российского газопровода (по десятибальной шкале); рi, qij - весовые коэффициенты, учитывающие определенный относительный вклад каждого фактора внутри каждой из групп технологических и природных факторов влияния; Fij - балльные оценки факторов риска для обследуемого участка газопровода. 6.4.6 Значения параметров lрег, KD, рi, qij и балльных оценок факторов риска, в зависимости от конструктивно-технологических особенностей, условий строительства и эксплуатации, текущего технического состояния рассматриваемого участка газопровода определяют в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-084. 6.4.7 Вероятность Р(n ³ 1) возникновения одной или более аварий на обследуемом участке газопровода с учетом вычисленного по формуле (4) значения интенсивности аварий вычисляют по формуле Р(n ³ 1) = l - exp(-lл ∙ t ∙ L/1000), (5) где L - протяженность обследуемого участка газопровода, км; t - время дальнейшей эксплуатации этого участка, год. 6.4.8 Для проведения экспертной оценки отдельно взятого обследуемого участка газопровода назначают участки, расположенные до и после компрессорной станции (КС) и находящиеся в зоне ответственности одного линейно-производственного управления (ЛПУ). Примечание - Длина таких участков в среднем составляет около 60 км. 6.4.9 Время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности с целью продления срока эксплуатации таких участков рассчитывают исходя из того, что за устанавливаемый срок вероятность безаварийной работы участка составит 0,9 (т.е. вероятность отказа Р(n ³ 1) = 0,l). 6.4.10 Время до проведения следующей экспертизы t, год для обследуемого участка газопровода протяженностью 60 км вычисляют по формуле (6) 6.4.11 Если рассчитанное время до проведения следующей экспертизы оказывается менее 5 лет, то проводят рекомендуемые экспертной организацией мероприятия по повышению эксплутационной надежности, затем определяют новые значения локальной интенсивности аварий на участке и назначают сроки проведения следующей экспертизы с учетом проведенных мероприятий. 6.4.12 Если объект экспертизы располагается в пределах зоны ответственности нескольких ЛПУ, то расчеты времени t по формуле (6) проводят рассматривая по два участка для каждого ЛПУ - до и после КС, а время до проведения следующей экспертизы промышленной безопасности принимают равным наименьшему из полученных для каждого участка значений. 7 Порядок проведения экспертизы промышленной безопасности газопровода7.1 Основные требования, этапы и условия продления сроков безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах, к которым относятся и газопроводы, определены в РД 03-484-02 [2]. 7.2 В соответствии с РД 03-484-02 [2] (пункт 5) по достижении срока эксплуатации, установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации, в стандартах и правилах безопасности, дальнейшая эксплуатация газопровода без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации не допускается. 7.3 Работы по определению остаточного ресурса газопроводов в соответствии с действующими рекомендациями, методиками и стандартами ОАО "Газпром" выполняют специалисты (эксперты) экспертной организации, аттестованные в установленном порядке на право проведения экспертизы промышленной безопасности. 7.4 Руководители и ответственные лица организации-заказчика обеспечивают достоверность информации, запрашиваемой экспертной организацией. 7.5 По мере необходимости экспертная организация может запросить у организации-заказчика дополнительные материалы и документацию или выполнить дополнительные мероприятия по обследованию и испытаниям газопровода. 7.6 Требования к порядку проведения, оформлению и утверждению заключения экспертизы промышленной безопасности определены ПБ-03-246-98 [7]. 8 Процедура оформления и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности газопровода8.1 В соответствии с ПБ-03-246-98 [7] экспертная организация представляет Заключение экспертизы промышленной безопасности газопровода, которое должно содержать: титульный лист, оформляемый в соответствии с приложением Е, с наименованием заключения экспертизы, подписанный руководителями экспертной организации; вводную часть, включающую основание для проведения экспертизы, сведения об экспертной организации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведения экспертизы промышленной безопасности; перечень объектов экспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы; данные о заказчике; цель экспертизы; сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах; краткую характеристику и назначение объекта экспертизы; результаты проведенной экспертизы; заключительную часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям и проведению компенсирующих мероприятий. 8.2 Порядок представления, приема, регистрации, рассмотрения и утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности определен РД 03-298-99 (в ред. Изменений №1 РДИ 03-530(298)-03) [24]. 8.3 Заключение экспертизы не позднее одного месяца с момента его подписания руководителем экспертной организации направляют надзорным органам на утверждение в установленном порядке. Приложение А
|
Экспертная оценка газопровода, изучение его паспорта и реальных условий эксплуатации |
||||||||||||||
Анализ проектной и исполнительной документации |
Изучений особенностей материального и конструктивного исполнения газопровода. Анализ рабочих параметров |
Анализ природно-климатических и грунтовых условий |
Оценка степени защищенности газопровода средствами ЭХЗ |
Анализ причин и характера отказов на газопроводе |
Анализ результатов предшествующих обследований и ремонтных работ на газопроводе |
|||||||||
|
|
|||||||||||||
Обобщение результатов экспертной оценки |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Определение потенциально-опасных участков газопровода |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Определение характера и объема приборного и инструментального обследования |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Приборное и инструментальное обследования газопровода |
||||||||||||||
Определение фактического положения и расчетная оценка его напряженно-деформированного состояния |
Изучение влияния внешних и внутренних нагрузок на прочность, устойчивость и ресурс газопровода |
Итегральная и локальная оценка защищенности газопровода средствами ЭХЗ |
Оценка качества изоляционных покрытий, состояния и характеристик металла элементов газопровода методами неразрушающего контроля |
Внутритрубная дефектоскопия (по мере возможности и анализ ее результатов) |
||||||||||
|
|
|||||||||||||
Анализ и обобщение результатов приборного и инструментального обследования газопровода |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Общая оценка технического состояния газопровода |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||
Прогнозная расчетная оценка остаточного ресурса |
|
Исследования механических характеристик металла труб |
|
Натурные испытания отрезков труб с обнаруженными дефектами (при необходимости) |
||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|||||||||||||
Определение остаточного ресурса |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Разработка рекомендаций и предложений по дальнейшей эксплуатации газопровода |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Технико-экономическое обоснование принимаемых решений |
||||||||||||||
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|||||||||||
Вывод из эксплуатации и полная замена |
|
Продление ресурса на 5 лет и более с выполнением ремонта |
|
Продление ресурса на 5 лет и более без ремонта (по фактическому техническому состоянию) |
||||||||||
|
|
|
||||||||||||
|
|
|||||||||||||
Разработка мероприятий и регламента по обслуживанию газопровода, обеспечивающих его дальнейшую безопасную эксплуатацию в течение продленного срока службы |
||||||||||||||
Приложение Б
(рекомендуемое)
Пример оценки остаточного ресурса газопровода, имеющего коррозионное утонение стенок трубы
На участке газопровода III категории с рабочим давлением р = 5,4 МПа, сооруженного из труб диаметром DH = 1220 мм, толщиной стенки d - 12 мм (сталь 17Г1С) и нормативным сопротивлением = 362,6 МПа (СНиП 2.05.06-85* [4]) дважды с интервалом в 7 лет были проведены обследования максимальной глубины коррозии, которая составила 1,0 мм и 2,1 мм соответственно.
В соответствии с Р 51-31323949-42-99 [9] максимально допустимую глубину коррозии сдоп, мм, вычисляют по формуле
(Б.1)
где - допускаемые кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, определяемые согласно СНиП 2.05.06-85* [4] по формуле
(Б.2)
где m и kH - коэффициенты по СНиП 2.05.06-85* [4].
Подставляя численные данные в формулу (Б.1) с учетом рассчитанного по формуле (Б.2) значения , находят допустимую глубину коррозии
мм.
Далее по формуле (1) раздела 6 рассчитывают среднюю скорость коррозии
мм/год,
а затем по формуле (3) раздела 6 вычисляют значение остаточного ресурса обследуемого участка газопровода
год.
Вывод: для обследуемого участка газопровода при сохранении заданных эксплуатационных характеристик переход в предельное состояние прогнозируется примерно через три года.
Приложение В
(рекомендуемое)
Пример оценки работоспособности отводов, имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа
С учетом нормативных коэффициентов по СНиП 2.05.06-85* [4] имеются следующие исходные данные для штампосварного отвода:
материал сталь 15ХСНД;
нормативное сопротивление = 490 МПа;
наружный диаметр отвода DH = 1020 мм;
номинальная толщина стенки dН = 28 мм;
средний радиус изгиба RH= 1500 мм;
рабочее давление р = 7,4 МПа;
коэффициент надежности по материалу К1= 1,4;
коэффициент надежности по назначению КН = 1,0;
коэффициент надежности по нагрузке n = 1,1;
коэффициент условий работы m = 0,6;
коэффициент несущей способности для вогнутой стороны hв = 1,15.
По результатам измерений фактическая толщина стенки на выпуклой стороне отвода составила dФ = 25,2 мм.
Величину расчетного сопротивления материала отвода R1 с учетом исходных данных и СНиП 2.05.06-85* [4] вычисляют по формуле
МПа и
Затем вычисляют значение расчетной толщины стенки отвода
мм.
Вывод: фактическая толщина стенки отвода превышает расчетную. Согласно Р 51-31323949-42-99 [9] разрешается дальнейшая эксплуатация рассматриваемого отвода с контролем толщины стенки один раз в год.
Приложение Г
(рекомендуемое)
Примеры оценки работоспособности труб с вмятинами и гофрами
Г.1 Имеются исходные данные для оценки допустимости вмятины:
наружный диаметр трубопровода DH = 1420 мм;
номинальная толщина стенки dН = 15,2 мм;
рабочее давление р = 7,4 МПа;
размер вмятины в продольном направлении а = 760 мм;
размер вмятины в кольцевом направлении b = 430 мм;
глубина вмятины во время обследования wр0 = 25 мм;
модуль Юнга Е = 206000 МПа;
коэффициент Пуассона v = 0,3.
Следуя алгоритму оценки деформированного состояния газопровода в области вмятины, изложенному в ВРД 39-1.10-063-2002 [22], рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.1).
Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные и допускаемые значения, принимают решение относительно работоспособности обследуемого участка трубопровода с вмятиной в соответствии с 6.2.2.2.
Таблица Г.1 - Расчетные значения проверяемых параметров для вмятины
│ε1,0│ |
Δε1 |
│ε2,0│ |
Δε2 |
|
0,002928 |
0,00045 |
0,010316 |
0,003103 |
0,025179 |
ОБПР |
ОБПР |
ОБПР |
ОБПР |
ОБПР |
Рекомендуемое решение - ОБПР.
Г.2 Имеются исходные данные для оценки допустимости гофра:
размер гофра в продольном направлении а = 210 мм;
размер гофра в кольцевом направлении b = 480 мм;
глубина гофра во время обследования wр0 = 35 мм.
Остальные исходные данные, как в примере Г.1.
Следуя алгоритму оценки деформированного состояния газопровода в области гофра, изложенному в ВРД 39-1.10-063-2002 [22], рассчитывают значения проверяемых параметров (таблица Г.2).
Таблица Г.2 - Расчетные значения проверяемых параметров для гофра
│ε1,0│ |
Δε1 |
│ε2,0│ |
Δε2 |
|
0,045026 |
0,004498 |
0,008173 |
0,00046 |
0,025186 |
УПП |
ОСПР |
ОБПР |
ОБПР |
ОБПР |
Сравнивая с помощью таблицы 1 раздела 6 рассчитанные и допускаемые значения, принимают решение относительно работоспособности обследуемого участка трубопровода с гофром в соответствии с 6.2.2.2.
Рекомендуемое решение - УПП.
Приложение Д
(рекомендуемое)
Пример оценки работоспособности газопровода с трещиноподобными дефектами
Для трех исходных невзаимодействующих между собой поверхностных дефектов, расположенных на внешней поверхности трубопровода из стали 10Г2Ф, диаметром DH = 1420 мм, толщиной стенки dН = 17,5 мм с рабочим давлением газа р = 7,4 МПа по результатам схематизации, проведенной в соответствии с [6] (приложение В), получены следующие геометрические характеристики эквивалентных расчетных дефектов (таблица Д. 1), классифицированных как полуэллиптические продольные поверхностные трещины:
Таблица Д. 1 - Геометрические характеристики расчетных дефектов
№ дефекта |
Полудлина дефекта а, м |
Глубина дефекта b, м |
Отношение глубины дефекта к толщине стенки трубы, u = b/dн |
1 |
0,15 |
0,00700 |
0,400 |
2 |
0,20 |
0,01034 |
0,590 |
3 |
0,20 |
0,01200 |
0,686 |
Исходные данные о прочностных и деформационных свойствах стали 10Г2Ф, полученные по результатам испытаний стандартных образцов и необходимые для расчетной оценки прочности участка газопровода с вышеуказанными поверхностными трещинами, приведены в таблице Д.2.
Таблица Д.2 - Исходные данные о свойствах стали 10Г2Ф
Условный предел текучести s0,2, МПа |
Временное сопротивление sВ, МПа |
Предельная деформация, eВ |
Критическое значение коэффициента интенсивности напряжений KJC, МПа∙м1/2 |
Коэффициент использования материала g |
450 |
600 |
0,24 |
180 |
1,0 |
Параметры диаграммы деформирования по Рамбергу - Осгуду, необходимые для расчета по методике [6]:
условный предел текучести стали sу = 429,44 МПа;
показатель степени n = 16,6.
Выводы:
Анализ результатов расчетов, проведенных в соответствии с методикой [6], показывает, что первый дефект не является критическим при расчетном уровне номинальных напряжений σо=325 МПа и обладает фактическим коэффициентом запаса по разрушающим напряжениям nσ= 1,4917.
Второй и третий дефекты являются критическими при том же уровне действующих номинальных напряжений с фактическими располагаемыми коэффициентами запаса ns = 0,99997 и ns = 0,80160. На участке трубопровода с такими дефектами действующие нагрузки должны быть снижены до уровня, обеспечивающего требуемый нормативный запас по разрушающим напряжениям.
В пределах обследуемого участка трубопровода с однородными условиями нагружения следует устанавливать пониженный уровень действующих напряжений по результатам расчета наиболее опасного дефекта, характеризуемого наименьшим значением разрушающих напряжений. В рассмотренном примере - это дефект № 3.
Приложение Е
(справочное)1)
Пример вероятностной оценки пропуска дефектных участков газопровода
___________________
1) Справочный характер данного приложения обусловлен отсутствием в настоящее время нормативных документов по вероятностной оценке пропуска дефектных участков газопровода. Имеются лишь научные публикации по указанной тематике. Пример, приведенный в данном приложении, подробно изложен в одной из таких публикаций.
Вероятность пропуска точно к дефектных участков можно вычислить по формуле обобщенного полиномиального распределения
(Е.1)
с параметрами:
r1 = Nп – Nо – k, r2 = k, r3 = Nо - Мо, r4 = Мо, q1 = (1 - рд) (1 - рэ),
q2 = рд (1 - рэ), q3 = (1 - рд) рэ, q4 = рд рэ,
где Nп - общее число потенциально опасных участков (ПОУ), No - общее число обследуемых ПОУ (ОПОУ), Мо - число дефектных ОПОУ по результатам обследования.
Вероятности и определяют следующим образом:
рд - вероятность критического отказа ПОУ;
рэ - вероятность выбора ПОУ для обследования.
Полагают, что для всех ПОУ вероятности и равны, и вычисляют их по формуле
рэ = рд = рд (l, t) = 1 – ехр (-l l t), (Е.2)
где l - протяженность участка газопровода, км, t - прогнозируемый срок эксплуатации, лет,
l - средняя интенсивность отказов (аварий) в соответствии с 6.4. Расчет вероятности пропуска хотя бы одного ПОУ с недопустимыми дефектами проводят по формуле
(E.3)
где Nн - число необследуемых ПОУ.
На участке протяженностью 35 км одного, из газопроводов было выделено 35 ПОУ; из них обследовано 6 ОПОУ, недопустимых дефектов не обнаружено; прогнозируемый срок продления эксплуатации t = 10 лет; в качестве вероятности отказа произвольного участка выбирались два варианта:
(1) по реальным данным со средней интенсивностью отказов l = lг = 0,2 (1/1000 км в год);
(2) предполагалась более жесткая ситуация - дополнительное обследование еще одного участка непременно выявляет недопустимый дефект, то есть статистика становится позитивной, и средняя интенсивность отказов равна
(Е.4)
В формуле (Е.4) в качестве оценки временного фактора принималась величина 10 лет, примерно равная среднему времени износа изоляции.
Значение вероятности рэ экспертного выбора участка для обследования принято равным 0,5.
Оценочные величины вероятностей пропуска дефектных ПОУ из числа необследованных по вариантам (1) и (2), полученные расчетным путем с использованием формул (Е.1) - (Е.4), равны Q1 = 0,55∙10-7 и Q2 = 0,3∙10-6 соответственно. Эти значения соответствуют вероятностям критического отказа необследованных дефектных участков газопровода и должны быть сопоставлены с соответствующим допустимым (назначенным) показателем Qдоп.
В связи с отсутствием таких нормативных количественных величин можно сравнить расчетные значения Q1 и Q2 с приближенными консервативными оценками, полученными для того же рассмотренного участка газопровода исходя из условия экстраполяции работоспособности этого участка с интенсивностью l ≡ lг = 0,2 (1/1000 км в год) на предполагаемый срок эксплуатации 10 лет. В этом случае вероятность отказа оценивается величиной Qдоп 0,2 ∙ 10-3 ∙ 35∙ 10 = 7∙10-2. Очевидно, что, с точки зрения надежности, полученные оценки Q1 и Q2, лежащие в пределах ниже 10-5, вполне удовлетворяют требованию Q £ Qдоп.
Таким образом, можно утверждать, что проведенное выборочное обследование рассмотренного участка газопровода с учетом отсутствия критических отказов на данной трассе и выполненный вероятностный анализ пропуска возможных дефектных участков подтверждают малую вероятность возникновения критических отказов в ближайшие 10 лет эксплуатации на этом участке.
Приложение
Ж
(обязательное)
Форма титульного листа
Заключения экспертизы промышленной безопасности газопровода
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
__________________________________________________________
(наименование
экспертной организации)
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ
ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
на
__________________________________________________________
(наименование
газопровода или участка газопровода,
подлежащего
экспертизе промышленной безопасности)
Рег. № ХХ-ХХ-ХХХХХ-ХХХХ
Руководитель
экспертной организации
Ф.И.О.
(подпись)
«____»
200__г.
(дата)
М.П.
___________________
(город, год)
Библиография
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ» |
|||||
__________________________________________________________ |
|||||
(наименование экспертной организации) |
|||||
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ |
|||||
ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ |
|||||
на |
|||||
__________________________________________________________ |
|||||
(наименование газопровода или участка газопровода, |
|||||
подлежащего экспертизе промышленной безопасности) |
|||||
Рег. № ХХ-ХХ-ХХХХХ-ХХХХ |
|||||
|
Руководитель экспертной организации |
||||
|
|
Ф.И.О. |
|||
|
(подпись) |
|
|||
|
«____» |
|
200__г. |
||
|
|
(дата) |
|
||
|
|
М.П. |
|
||
___________________ |
|||||
(город, год) |
|||||
[1] Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"
[2] Руководящий документ Госгортехнадзора Российской Федерации РД 03-484-02 Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах
[3] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-043-2001 Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ"
[4] Строительные нормы и правила СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы
[5] Руководящий документ ОАО "Газпром" РД 51-4.2-003-97 Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ
[6] Методика о порядке продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ", 2003
[7] Правила Госгортехнадзора Российской Федерации ПБ 03-246-98 Правила проведения экспертизы промышленной безопасности
[8] Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1989
[9] Рекомендации ОАО "Газпром" Р 51-31323949-42-99 Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов, ВНИИГАЗ
[10] Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в непроектном положении, ВНИИГАЗ, 1986
[11] Инструкция по оценке прочности и контролю участков газопроводов в слабонесущих грунтах, ВНИИГАЗ, 1986
[12] Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов, ООО "ВНИИГАЗ"
[13] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-001-99 Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов, ВНИИГАЗ, ДАО "Оргэнергогаз"
[14] Инструкция по контролю толщины стенок отводов надземных газопроводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных газопроводов, ВНИИГАЗ, 1998
[15] Рекомендации по проведению контроля технического состояния подводных переходов (береговые участки), ВНИИГАЗ, 1999
[16] Ведомственные строительные нормы ОАО "Газпром" ВСН 39-1.10-009-2002 Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов, ООО "ВНИИГАЗ".
[17] Рекомендации ОАО "Газпром" Р 51-31323949-58-2000 Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности, ООО "ВНИИГАЗ"
[18] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-032-2001 Инструкция по классификации стресс - коррозионных дефектов по степени их безопасности, ООО "ВНИИГАЗ"
[19] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-033-2001 Инструкция по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс - коррозии, ООО "ВНИИГАЗ"
[20] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-023-2001 Инструкция по обследованию и ремонту газопроводов, подверженных КРН, в шурфах, ОАО Газпром, ООО "ВНИИГАЗ" и др.
[21] Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ, ВНИИГАЗ, ДАО Оргэнергогаз и др., 1998
[22] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-063-2002 Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами, ООО "ВНИИГАЗ"
[23] Ведомственный руководящий документ ОАО "Газпром" ВРД 39-1.10-013-2000 Руководящий документ по применению композитных материалов фирмы «ПОРСИЛ ЛТД» (г. Санкт- Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промышленности (с дополнением: Оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530-1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов), ООО "Газнадзор", АО "ВНИИСТ"
[24] Руководящий документ Госгортехнадзора Российской Федерации РД 03-298-99 (в ред. Изменений № 1 РДИ 03-530(298)-03) Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности
СТО Газпром 2-3.5-045-2006 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |